2 – Oppdaga ressurser

Felt

I ODs ressursklassifikasjonssystem blir olje- og gassressurser definert som reserver når operatøren har levert inn plan for utbygging og drift (PUD) eller besluttet å gjennomføre et tiltak for å optimalisere utvinningen som ikke krever PUD. Funn får betegnelsen felt når det foreligger en godkjent utbyggingsplan. Per i dag er over 100 felt i produksjon, under utbygging, eller har planer om re-utvikling.

Feltene som har de største gjenværende oljereservene per 31.12.2021 er Johan Sverdrup (346 MSm³), Johan Castberg (90 MSm3) og Snorre (74 MSm3). De gjenværende gassreservene er størst i Troll (685 GSm³), Snøhvit (148 GSm³) og Ormen Lange (105 GSm³).

Reserver

De samla gjenværende reservene er på 1 045 MSm³ olje og 1 449 GSm³ gass. I årets ressursregnskap er det god tilvekst av gassreserver, 125 GSm³. Det er den høyeste reservetilveksten av gass siden 2012. For væskereservene er tilveksten mindre, 40 MSm³. Økningen kommer hovedsakelig av at selskapene besluttet og leverte flere PUD-er i 2021, og at reservene økte på flere felt på grunn av blant annet en forventning til forlenget driftsperiode. Reserveanslag og produksjon for hvert felt finnes i Ressursregnskapet per 31.12.2021 (Excel).

Oljedirektoratet etablerte i 2014 en målsetting om reservetilvekst for olje på 1 200 MSm³ i perioden 2014-2023. Dette var for å sikre nødvendig fokus på reservetilvekst, og for samtidig å kunne følge opp utviklingen på en systematisk måte. 

Figur 2‑1 Tilvekst i oljereserver fra 2014 til 2021 sammenlignet med ODs prognose og mål fra 2014. Tilveksten er fordelt på reserver som kommer fra felt og fra nye funn som er blitt satt i produksjon.

 

I figurene under vises endringene i reserver inkludert produserte mengder i perioden 2012 - 2021. De årene søylene overstiger produksjonen, vist med linjer, blir produksjonen erstattet av reservetilvekst. I den siste tiårsperioden har det vært en økning i væskereservene, for gass har det vært en reduksjon, se Figur 2‑2.

Figur 2‑2 Reserve- og produksjonsutvikling for væske og gass i siste ti-års periode, prosenttall viser årlig reserveerstatning

 

Det er produsert 1 120 millioner Sm³ væske siden 2011, og regnskapet viser at det som gjenstår av reserver er 117 millioner Sm³ mer enn i 2011. Det betyr at reserveerstatningen for væske har vært over 100 prosent de siste 10 årene, mens for 2021 ble 34 prosent av de produserte væskereservene erstattet.

Gassproduksjonen siden 2011 er 1 149 milliarder Sm³, og regnskapet viser at det som gjenstår av reserver er 622 milliarder Sm³ mindre enn i 2011. Det gir en reserveerstatningen for gass i underkant av 50 prosent de siste 10 årene, mens for 2021 ble over 100 prosent av de produserte gassreservene erstattet.

Betinga ressurser i felt

Forventningsverdien for betinga oljeressurser i felt er 377 MSm³, ref Tabell 1-1, det er en økning på 31 MSm³ fra 2020. Økningen skyldes blant annet et prosjekt for senfaseproduksjon på Snorre.

For gass er forventningen 316 GSm³, og dette er en nedgang på 26 GSm³ i forhold til 2020. Reduksjonen skyldes hovedsakelig modning av ressurser til reserver og innlevering av PUD-er blant annet for Ormen Lange fase 3 og for lavtrykksproduksjon på Oseberg.

I ressursregnskapet for 2021 inngår 184 konkrete, men ikke beslutta prosjekt for økt olje- og/eller gassproduksjon og forlenget levetid. Figur 2‑3 viser disse prosjektene fordelt på prosjekttype med tilhørende ressurser vist i o.e.

Prosjekt for å øke utvinningen domineres av nye brønner, både i antall prosjekt (75) og volum (ca 130 MSm³ o.e.). Øvrige prosjekt som kan bidra mye er videreutvikling, da særlig havbunnsutbygginger med nye bunnrammer tilknyttet eksisterende innretninger, lavtrykks- og senfaseproduksjon. Det er identifisert færre tiltak der nye injeksjons- eller avanserte metoder tas i bruk.

Figur 2‑3 Konkrete prosjekt for økt utvinning fra feltene, antall og ressurser

 

Usikkerhet – felt

Reserveestimatene bygger på gjennomarbeida planer. Likevel er det usikkerhet i estimatene, i gjennomføringen av planene og om alt blir produsert. Selv om reservene er knyttet til produksjon fra eksisterende felt, er det alltid en usikkerhet fordi både reservoaret og teknologien kan oppføre seg annerledes enn forventet. Usikkerhetsspennet er vist i Figur 2‑4.

Figur 2‑4 Usikkerheten i reserver og betinga ressurser i felt for væske og gass

Figuren viser en sannsynlighetsfordeling for de ulike volumestimatene. Den lave enden er P95 estimatet (95 prosent sannsynlig at volumet er større enn denne verdien), og den høye enden er P5 estimatet (5 prosent sannsynlig at volumet er større enn denne verdien).

Funn

Det ble gjort 20 funn i 2021, hvorav 18 i letebrønner og 2 i utvinningsbrønner med letemål. 13 av funnene ble gjort i Nordsjøen, 4 i Norskehavet og 3 i Barentshavet.

Ved inngangen av 2021 bestod funnporteføljen av 95 funn. Ved utgangen av 2021 var dette tallet 88, selv om det i løpet av året ble gjort 20 nye funn, se figur 2-5.

Vurderinger om funn vil være lønnsomme å bygge ut vil variere over tid. Studier og tiltak kan føre til endring av statusen. De aller fleste endringene mellom kategorier kommer av modningen av prosjektene. 

Figur 2‑5 Oversikt over utviklingen i funnporteføljen gjennom 2021. Kategorier i grønt viser bidrag til vekst og kategorier i rødt viser bidrag til reduksjon i antall funn

 

Figur 2‑6 Oversikt over ressursutviklingen i funnporteføljen gjennom 2021, kategorier i grønt viser bidrag til vekst og kategorier i rødt viser bidrag til reduksjon i ressursene som ennå ikke er besluttet utbygd

I tillegg til endringer knyttet til nye funn og ny kategorisering, oppdateres også anslagene over hva som kan utvinnes fra de ulike funnene. Det kan være nye studier av undergrunnen, endringer i konsept for utbyggingsløsning og forhold på vertsinnretningene. Av de 95 funnene som var i regnskapet per 31.12.2020 er 75 også med i årets regnskap. Anslaget for utvinnbare ressurser for disse er økt med 12,5 millioner Sm³ o.e.

Betinga ressurser i funn

Totalt er det 359 MSm³ væske (olje +kondensat + NGL) og 307 GSm³ gass i funn som ikke er utbygd, ref tabell 1-1. Totalvolumet i funn er redusert med 39 MSm³ o.e. i forhold til fjorårets regnskap. Reduksjonen skyldes i hovedsak at ressurser er modnet til reserver for flere funn.

Mange små og noen større utbygginger.

I Figur 2‑7 er funnporteføljen i ressursregnskapet vist etter havområde og størrelse. I alle områdene er det enkelte større funn og flere små, og det er flest funn i Nordsjøen. Det største funnet er 7324/8-1 Wisting som ligger i Barentshavet. I Norskehavet er 6406/9-1 Linnorm størst, mens 30/11-8 S Krafla er det største i Nordsjøen.

 

Figur 2‑7 Funnporteføljen i ressursregnskapet

 

Både nye og gamle innretninger er viktige for utviklingen av ressursene på norsk sokkel. Den eksisterende infrastrukturen har mange nyere felt knyttet til seg. Som det framgår av Figur 2‑8, planlegges det for mange flere innfasinger. Ny infrastruktur blir viktig for utviklingen av ressursene i området den etableres i. Den åpner opp for innfasing av funn som ennå ikke er gjort, i tillegg til eldre funn som det i dag ikke er lønnsomt å bygge ut.

For 83 av de 88 funnene i figuren planlegges det en utbyggingsløsning med innfasing til eksisterende felt eller til andre større utbyggingsprosjekt. Flere av dagens funn vil med stor sannsynligvis få felles løsninger eller bli innlemmet i feltene før en beslutning om utbygging blir tatt.

Den vanligste utbyggingsløsningen er havbunnsutbygginger. For 64 av funnene er dette det mest sannsynlige konseptet. En annen mulig løsning for mindre funn nær nok infrastruktur er å bruke ledige brønnslisser på eksisterende felt. Totalt er det rapportert en slik løsning for 18 funn.

Begrepet produksjonsinnretninger brukes her om plattformer med separasjons- og prosessutstyr. Fem av funnene har slike innretninger som sannsynlig konsept. De benyttes i områder hvor det ikke er tilgang på tilstrekkelig kapasitet i eksisterende infrastruktur eller hvor avstandene er store. For å investere i slike innretninger må også ressursvolumene være relativt store, gjerne gjennom samordnet utbygging av flere mindre funn.

Figur 2‑8 Sannsynlige utbyggingsløsninger for utvikling av de 88 funnene i årets ressursregnskap samt ressursene samlet per utbyggingsløsning

 

Usikkerhet – funn

Usikkerhetsspennet er vist i figuren under. Usikkerheten er større for ressursene i funn enn i felt, siden man ofte har færre data før et funn er utbygd og blir et felt. Det er mange årsaker til dette, blant annet mindre data om funnets størrelse, reservoaregenskaper og mulig teknologisk løsning.

Figur 2‑9 Usikkerheten i ressurser i funn (væske og gass)

 

Gjenværende oppdaga ressurser

Figuren under viser endring i gjenværende påviste ressurser fra av 2020 til 2021. En oppjustering i brutto reserver på 165 millioner Sm³ o.e. og en liten økning i betinga ressurser på felt gjør at estimatet for totale oppdaga ressurser er redusert med knapt 100 MSm³ o.e., selv om produksjonen har vært høy.

Figur 2‑10 Oversikt over endringen i påviste ressurser fra 2020 til 2021